中国电力行业 | 政府的支持对煤电行业应对中国净零排放目标至关重要
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发布时间：2021年11月15日
分析师：简震华，范衍，卢延宁，Terry Fanous中国2060年前实现碳中和的目标将对煤电行业带来重大的长期挑战。未来1-2年对行业的影响可能是因为加快拓展可再生能源业务而导致杠杆压力增加。而未来40年的影响将更为广泛和深远，包括再融资风险和可能面临资产搁浅的风险，其排放成本将会上升，并可能面临需要救助遭遇困境的发电企业的潜在风险。而随着政府给予强大支持，新技术涌现，以及融资渠道拓宽，上述风险或可得到缓解。
未来10年的目标意味碳转型之路长远将更艰巨。政府未来5-10年的目标意味中国2030年前实现碳达峰。但相关计划也代表中国在2030年后要实现2060年碳中和的目标将更具挑战。
未来1-2年燃煤发电企业的脱碳计划可控。燃煤发电企业主要面临的近期挑战包括：加快拓展可再生能源业务导致杠杆压力加大；市场份额流失到可再生能源。尽管如此，由于电力需求强劲，上述情况对燃煤发电企业的影响基本可控。
长远将面临更多挑战。我们预计未来40年的影响将更为广泛和深远，其中包括：(1)燃煤发电企业的再融资风险和排放成本不断上升，并可能面临资产搁浅风险，其盈利能力将会下降；(2)可再生能源企业扩大可再生能源规模导致杠杆率进一步上升；(3)国有发电企业面临救助遭遇困境的发电企业的或有风险。但这些影响可能只会逐渐显现，并在较后的时间变得更加突出。
政府强大的支持和其他因素可抵消发电企业面临的风险。电力行业在国家能源结构中至关重要，前所未有的碳转型规模有赖于政府给予支持，而国有发电企业对可再生能源的扩张肩负重大责任。其他缓解因素包括：可再生能源扩张的融资渠道更为多样化、技术发展提高了电池储能设施的经济可行性。
对受评燃煤发电企业的影响。受评燃煤发电企业将因为拓展可再生能源业务而面临更大的杠杆压力、更高的环保成本和救助风险，但未来10年信用质量明显恶化的可能性似乎不大，原因是其运营效率较高且规模较大，并且对保障中国供电安全具有很大的战略重要性。2030年后，其长期信用质量将取决于政府的大力支持。
中国已设定2030年前碳达峰和2060年前碳中和的目标。为了实现这些目标，政府已制定未来5-10年的中期计划，其中包括：(1)2021-2025年单位GDP碳排放和能耗分别降低18%和13.5%；(2)2030年前将非化石能源在一次能源消费中的比重从2020年的15%提升至25%左右(图表1)。
政府的中期目标与前两个五年计划的发展步伐基本一致(图表2)，而加快减排的难度将会加大。具体而言，今后的减排措施将可能包括中国的工业向清洁能源和电气化转型，这将对雇佣大部分劳动人口的高污染行业产生重大影响。
政府未来5-10年的碳排放目标可望使中国2030年前实现碳达峰。但相关计划可能为中国在2030年后实现2060年碳中和的目标带来更大困难。清华大学和国际能源署等行业专家的预测与政府的总体目标基本一致，不过其预测的碳减排量各异(图表3)。
未来40年庞大的碳转型过程将产生重大投资。例如，国家应对气候变化战略研究和国际合作中心(NCSC)和国际能源署估计，中国所需的绿色投资总额将分别为人民币140万亿元和人民币220万亿元，相当于2021-30年每年投资约人民币2.2万亿元至人民币4.1万亿元，2031-60年每年投资约人民币3.9万亿元至人民币5.8万亿元，约占全国每年GDP的1.5%-3.5%左右。
NCSC进一步估计，中国电力行业将占绿色投资预计总额的49%左右，是目前各行业中的最高水平(图表4)。这些投资中约45%将用于可再生能源，其余55%将用于储能设施和电网基建投资。
中国的电力行业是碳转型风险最大的行业之一，主要原因是该行业高度依赖燃煤发电。2018年该行业的碳排放量约占全国的55%，与主要发达国家相比是最高的比率之一(图表5)。
因此，未来1-2年中国电力行业实现脱碳将面临以下困难：
根据目前的技术水平，增加清洁能源在中国电力结构中的比重是电力行业碳转型的关键。与其他清洁能源相比，可再生能源是中国最具成本竞争力的能源，原因如下：
与剩余可开发资源有限的水电相比，中国拥有较多可用的可再生资源。
与安全性和发电成本仍然有争议核电相比，可再生能源的安全疑虑较少，其成本也具有竞争力。
与依赖补贴的垃圾发电项目相比，新的可再生能源项目已经实现平价上网。
2020年，新增可再生能源装机容量达到约120吉瓦，创历史新高。除了推动脱碳以外，可再生能源新增装机容量创新高的另一个原因是运营商必须在2020年底前完成新项目，才能享有较高的上网补贴电价。虽然我们预计2021-22年可再生能源装机容量将低于2020年的水平，但仍将远高于2016-19年的平均水平(图表6)，方可实现政府在2030年前可再生能源发电装机容量至少达到1,200吉瓦的目标。这将给主力承担可再生能源扩张责任的发电行业带来更大的杠杆压力。
煤电的市场份额逐渐流失到可再生能源
从长远来看，随着可再生能源在发电结构中的占比上升，煤电在发电结构中的主导地位将减弱。但因为电力需求仍然强劲，这种情况不太可能在未来12-18个月内发生。具体而言，虽然煤电在整个发电结构中的占比将下降，但同期燃煤发电总量将增加(图表7)。
总体而言，因为电力需求强劲，未来1-2年对发电企业的影响将基本可控。
电力需求强劲、煤炭价格高企(图表8和9)以及政府降低能源使用强度和减少碳排放的目标已导致政府从8月开始对某些省份高耗能行业实施拉闸限电。随后，国家发展和改革委员会于10月印发通知对煤电电价机制进行改革。国务院也表明将采取措施确保今冬明春能源稳定供应，这再次证明了即便脱碳是当前的首要任务，但短期内煤电仍具重要性。
中国政府旨在通过上述措施(1)控制低附加值的高耗能行业的电力消费量，从而减少排放；(2)缓解煤电行业在高煤价之下的盈利压力；(3)维护能源安全和经济稳定。这同时反映了政府在权衡环境目标、经济增长和社会稳定等政策目标的持续努力。
从长远来看，未来40年脱碳对电力行业的影响将更为广泛和深远，尤其是对煤电和可再生能源发电企业而言(图表10)。但这些影响可能只会逐渐显现，并在预计时间框架的较后时间变得更加突出。特别是，政府最近对未来5-10年的中期脱碳目标意味着相关变化在初期的力度可能不及随后几年。
与发达市场一样，未来20-40年中国的发电企业将难免面临以下情况:(1)煤电项目再融资风险；(2)环保监管趋严导致排放成本上升；(3)煤电机组可能面资产搁浅风险。尽管如此，由于电力行业仍由国有企业主导，并且考虑到能源供应稳定对国家安全的重要性，因此政府将努力应对任何潜在的颠覆性影响。
再融资风险
– 境内银行贷款和债券是中国多数国有发电企业的主要资金来源。国有商业银行、资产管理公司和保险公司将按照政府的政策方向做出贷款和投资决策。因此，政府可能会以有序可控的方式处理国有发电企业的再融资，力图在碳中和目标和电力行业的财务健康之间取得平衡，以免对国家能源供应安全造成系统性风险。截至2020年底，境内银行贷款和债券占五大国有发电企业债务总额的98%，而境外债券仅占2%。
排放成本上升
– 中国在2021年7月启动全国碳排放权交易体系(ETS)。该机制主要应用于发电行业，对不同类别的火电机组设定相应碳排放基准值，计算各火电机组的排放配额。火电机组配额数量的核定将取决于其实际排放量以及相应排放基准值。由于大部分燃煤机组将达标排放，因此我们认为短期内该机制的信用影响将基本可控(见图表11)。但是，碳排放标准可能会逐渐收紧，这将提高碳排放成本，从而加大今后燃煤发电行业面临的压力。
搁浅资产风险
– 与发达市场的同业相比，中国燃煤发电资产的剩余寿命较长(图表12)。以预定运行年限25年计算，现有的燃煤发电机组中，90%以上将于2045年前退役，领先于2060年碳中和目标(图表13)。但是，如果政府缩短部分燃煤电厂的运行年限，该行业的资产搁浅风险可能会增加。
– 考虑到中国到2030年才碳达峰的目标，未来10年煤电行业的利用率可能基本保持不变。
煤电盈利能力下降
– 我们预计，随着时间的推移，受评煤电企业的盈利能力将下降，主要原因是可再生能源的竞争导致电力销售量和价格下降。但实际降幅将取决于电力需求的增长和可再生能源的发展速度。
– 根据2021年2月政府能源政策草案中对2030年可再生能源比重的目标，以及未来10年需求增长处于低个位数的预测，我们预计2030年燃煤发电量将与2020年基本持平。但根据清华大学的数据，2030年后燃煤发电的份额将较2020年的63%左右大幅下降，到2050年可能不足5%(图表14)。届时，目前所有在役燃煤电厂都可能已经退役。到2050年，在役的燃煤发电机组都可能成为备用机组，配备可实现净零排放的碳捕集、利用与封存设施。
可再生能源企业：进一步扩大再生能源导致杠杆压力
我们认为可再生能源扩张的强劲势头将在未来40年持续。清华大学预计，到2050年中国非化石能源电力将占总发电量的90%以上，高于2020年的34%。假设到2050年风电和太阳能发电将占非化石能源发电量的三分之二左右，根据政府2030年能源政策草案中的可再生能源目标，我们预计2021-30年中国可再生能源隐含的年均新增装机容量将达到95吉瓦至133吉瓦左右，2021-50年将达到95吉瓦至250吉瓦左右(图表15)。上述新增装机容量将远高于2016-19年的平均新增装机容量。
上述预测意味着可再生能源的年均新增装机容量将在2030年后上升，不过实际上政府可能会选择在未来10年已经加快可再生能源的扩张。
外部救助风险
– 在其他条件相同的情况下，脱碳过程中实力较弱的发电企业的财务状况将可能恶化。政府可能会要求大型国有发电企业以并购等形式支持部分遭遇财务困境的企业，这将削弱其自身的信用质量。此外，有关支持可能会进一步扩展到能源产业链上因脱碳过程而日益面临困境的其他行业。
尽管困难重重，也有因素可缓解中国发电企业脱碳带来的痛楚(图表16、17)。
政府监督和控制
与许多发达市场不同，中国大多数发电容量由国企控制。这使得政府能够更密切地实施监督，以顺利推进脱碳进程。因此，我们预计主要国有发电企业在其转型过程中将继续获得中国政府的支持，因为(1)碳转型将是电力行业历史上前所未有的，我们预计政府会确保该进程的顺利推进；(2)电力行业未来仍将占据重要地位，因为电力在中国一次能源消费结构中的占比将大幅提高；(3)国有发电企业将承担大部分可再生能源扩张的责任，而此轮可再生能源扩张规模远大于历史水平。因此，确保主要国有发电企业有足够的财务实力来执行政府计划至关重要，以避免国家能源供应安全面临系统性风险。
具体而言，我们认为政府支持将主要针对全国性的、运营效率高的大型国有发电企业，其次是区域性和省级国有发电企业。潜在支持领域将包括提供融资和制定环境政策，如关闭燃煤发电厂和符合国家总体能源转型规划的可再生能源扩张目标。
可再生能源容量扩张的资金来源更为多样化
除发电企业外，未来可再生能源投资的责任将扩大到其他行业。例如，国有石油巨头已将清洁能源列为其脱碳计划的重要组成部分。新的融资渠道也在出现。例如，碳中和债券(一种特殊类型的绿色债券)于2020年在国内债券市场上推出，以供投资者参与直接碳中和计划。此外，财务投资者可以通过基础设施房地产投资信托基金(REIT)投资可再生能源项目，这将减轻发电企业的杠杆负担。
尽管如此，国有发电企业将继续引领国家未来的可再生能源投资，执行政府的碳中和计划。
技术发展
技术发展将有助于脱碳进程的顺利推进。行业在该领域已取得了一定成功，中国陆上风电和地面光伏发电项目的平准化能源成本(LCOE)已低于煤电(见图表18)。
此外，可再生能源储能成本也呈下降趋势。例如从2019年上半年到2021年上半年，中国新光伏和陆上风电(均带电池储能)的平均平准化能源成本下降了24%左右。尽管光伏和陆上风电成本仍比煤电高62%和11%，我们预计随时间推移成本差距将进一步缩小。我们预计到2025年，新的电池储能式光伏和陆上风电平均平准化能源成本须分别每年下降11%和3%，到2030年须每年下降5%和1%才能与煤电的平准化能源成本持平(见图表19)。
电池储能设施的发展同样重要，因为鉴于太阳能和风能的间歇性，储能设施将增强其稳定性和可靠性。
这将削弱燃煤发电企业的燃煤发电机组相对于可再生能源的竞争力，但这将促进其可再生能源业务的发展，并推动形成更清洁能源的组合。
最后，如果碳捕集、利用与封存设施随着技术的出现在经济上变得更加可行，这将缓解燃煤发电机组关停的压力。
尽管受评煤电企业未来10年在脱碳方面面临的困难将越来越大，特别是可再生能源扩张、排放成本上升、环保标准趋严和救助风险等因素导致杠杆水平上升，我们认为因其在行业内的运营效率较高且规模较大，上述风险能够得到缓解。其对保障中国的电力供应具有高度战略重要性，并将拥有充足的资金来源来维持其运营。因此，未来10年其信用质量大幅恶化的可能性不大。
2030年之后，除上述因素(见图表20)外，其信用质量将取决于更多因素，包括：(1)未来电力需求增长；(2)发电市场的竞争；(3)技术的兴起；(4)关于关停煤电机组的政府政策；(5)潜在利好，如对备用燃煤发电机组容量的补偿款。鉴于受评发行人在脱碳进程中的重要作用，我们认为其长期信用质量将在很大程度上取决于政府会否继续提供强大的支持。
此报告是于2021年11月09日发表的穆迪报告Power – China:Government support key for coal power sector amid China’s net-zero targets的中文翻译本。(中文为翻译稿，如有出入，以英文为准)
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